Физико-механические свойства горных пород пластов-коллекторов нефти и газа

;         (1.13)

;          (1.14)

Здесь k_T— трещинная проницаемость в мкм²;

А — численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (для трех взаимно перпендикулярных систем трещин А = 2,28·10⁶; для хаотически расположенных трещин А = 1,71·10⁶);

l — протяженность трещин в шлифе в см;

S — площадь шлифа в см²;

m_T — величина трещинной пористости в долях единицы;

Г — густота трещин.

Для определения параметров трещиноватости используются геологические, геофизические и гидродинамические методы исследования трещиноватых пород [391.

При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности. Раскрытость же поверхностных трещин подвержена влиянию эрозии. Геофизические методы исследования трещиноватых коллекторов основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и т. д.) от параметров трещиноватости. Эти методы находятся в стадии развития и становления.

Все более широко применяются гидродинамические методы исследования параметров трещиноватых коллекторов. Они основаны на использовании результатов исследования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и т. д.) зависят от  параметров трещиноватости коллектора. Эти методы подробно излагаются в курсах разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Многочисленные измерения показывают, что трещинная пористость составляет небольшую величину от общей пористости трещиноватой породы — она обычно не превышает 1 % и часто измеряется величиной менее 0,1%. В противоположность этому проницаемость трещинного коллектора обычно определяется пропускной способностью трещин, ибо трещинные коллекторы, как правило, связаны с плотными и хрупкими породами, межзерновая проницаемость блоков которых редко превышает 0,1 мкм ²

Удельная поверхность  горных пород.

Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или  поровых каналов, содержащихся в  единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.

Проницаемость, адсорбционная  способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности  нефтеносных пород. Очень важно  знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Работами советских ученых М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. Зинченко, Ф. А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости) на законы фильтрации влияют еще и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенно изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность  представляет одну из важнейших характеристик  горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины — сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

Для мелкопористых адсорбентов  и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются  значительные отклонения в величинах  удельной поверхности (явление это  носит название ультрапористости).

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составит

,         (2.1)

где S — удельная поверхность в м²/м³;

m — пористость в долях единицы;

d — диаметр частиц в м.

Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием  ее величины по каждой фракции гранулометрического  состава

.        (2.2)

Здесь Р — масса породы в кг;

P_i — масса данной фракции в кг;

d_i — средние диаметры фракций в м, определяемые по формуле

,        (2.3)

где и — ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

По экспериментальным данным К. Г. Оркина при определении удельной поверхности по механическому составу в формулу (2.2) следует ввести поправочный коэффициент, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие нешаровидности формы зерен, величина которого а = 1,2 1,4. Меньшие значения относятся к окатанным зернам, большие — к угловатым.

Используя уравнения, связывающие параметры фиктивногогрунта, аналогичные формуле (2.1), можно также установить зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород. Для этого при выводе соответствующих формул реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным естественному фиктивным грунтом. Гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность этих грунтах одинаковые. Диаметр частиц фиктивного грунта принято называть эффективным d_ЭФ. Сопоставляя формулы (2.1) и (2.2), можно видеть, что

,         (2.4)

или

.         (2.5)

С другой стороны, удельную поверхность  можно выразить через гидравлический радиус δ:

.         (2.6)

или

.

Гидравлический радиус, как известно, равен отношению площади порового канала к его периметру и для поры с круглым сечением с радиусом R

.

Тогда можно написать

.         (2.7)

Подставляя в (2.7) значение R из формулы ( ), получим

,         (2.8)

где к — проницаемость в м ; S — удельная поверхность в м²/м³ .

Если выразить проницаемость в мкм², то получим удельную поверхность в м²/м³:

.         (2.9)

Из формул (2.8) и (2.9) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.

Формула (2.9) представляет собой один из вариантов формул Козени — Кармана, устанавливающих зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства. В общем виде формула Козени Кармана записывается в виде

,         (2.10)

где т — пористость породы (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора);

S — удельная поверхность;

Т — извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна);

f — коэффициент, учитывающий форму поровых каналов (изменяется от 2 до 3).

Величина извилистости Т может  достигать 6 и более.

Физико-механические свойства горных пород.

Упругость, прочность на сжатие и  разрыв, пластичность —наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Так, например, от упругих свойств  горных пород и упругости пластовых  жидкостей зависит перераспределение  давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость (вода и нефть) расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.

Не менее существенный эффект упругости  жидкости и пласта заключается в  том, что давление в пласте перераспределяется не мгновенно, а постепенно после всякого изменения режима работы скважины, после ввода новой или остановки старой скважины. Таким образом, при большой емкости пласта и высоком пластовом давлении с самого начала эксплуатации пласт будет находиться в условиях, для которых характерны длительные неустановившиеся процессы перераспределения пластового давления. Скорости этих процессов в значительной мере определяются упругими свойствами пород и жидкостей. Оказывается, что по скорости перераспределения давления при известных упругих свойствах пород и жидкости можно судить о проницаемости и других параметрах.

В процессе эксплуатации месторождения  весьма важно знать также и  прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости  необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пластов), широко применяемых в нефтепромысловом деле для увеличения притока нефти.

При рассмотрении физических свойств  горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.

Напряженное состояние  пород в условиях залегания в  массива

Горные породы, налегая друг на друга, находятся в определенном напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород и определяющимся глубиной залегания и характером самих пород. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от собственного веса вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия.

Составляющие этого нормального  поля напряжений имеют следующие  значения.

По вертикали

   (3.1.1)

где - вертикальная составляющая напряжений;

ρ — плотность породы;

g — ускорение силы тяжести;

Н — глубина залегания пласта.

По горизонтали (в простейшем случае)

,  (3.1.2)

где п — коэффициент бокового распора.

Величина п для пластичных и жидких пород типа плывунов равна единице (и тогда горизонтальное напряжение определяется гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, коэффициент

бокового распора выражается во многих случаях долями единицы.

Коэффициент бокового распора и  горизонтального давления можно  приближенно оценить из следующего [35].

Выделим элементарный объем горной породы (рис. II.1). Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями ( ), была ровна

,       (3.1.3)

где Е — модуль Юнга;

ν — коэффициент поперечной деформации — коэффициент Пуассона.

Если принять, что в процессе осадконакопления происходило только сжатие пород в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении деформаций не происходило, то

.

Тогда, исходя из уравнения (3.1.3), получим

,        (3.1.4)

т. е. коэффициент бокового распора

.         (3.1.5)

Если принять для пород значение коэффициента Пуассона равным ν = 0,3, получим

.         (3.1.6)

Формула (3.1.4) выведена для условий, когда справедливо предположение об отсутствии деформаций пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы, и в них поэтому возможны более сложные напряженные состояния горных пород.

При достаточно больших давлениях  на значительных глубинах, по-видимому, происходит выравнивание напряжений вплоть до величин, определяемых гидростатическим законом, так как предполагается, что за длительные геологические периоды породы испытывают пластические или псевдопластические деформации. Однако чаще всего вследствие интенсивных тектонических процессов, происходивших в земной коре в течение геологических периодов, горные породы многократно деформировались, что, по-видимому, сопровождалось возникновением значительных различий между главными напряжениями. В областях, где в результате тектонических процессов происходили боковое сдавливание пород и образование надвигов, наибольшим должно быть горизонтальное напряжение, которое, по-видимому, может иногда в 2—3 раза превышать вертикальное горное давление. В зонах возникновения сбросов, не сопровождавшихся боковым сжатием, вертикальные напряжения пород должны значительно превышать горизонтальные.

Напряженное состояние  пород в районе горных выработок

Призабойная зона скважин представляет собой область пласта, от характеристики которого зависит производительность скважин. Эта область самого узкого сечения потока в процессе вскрытия пласта и эксплуатации скважин подвержена воздействию раствора воды, цемента, отложения парафина, солей и смол, заиливания и т. д., в результате чего уменьшается приток нефти и газа. Поэтому свойствам пород призабойной зоны и процессам, происходящим в этой области, уделяется особое внимание. С бурением скважины изменяется начальное напряженное состояние пород, так как происходят возмущения в естественном поле напряжений. В глубине пластов породы всесторонне сжаты, а по мере приближения к скважине они будут находиться в условиях, близких к одноосному сжатию. В результате пластичные породы (некоторые глины и глинистые сланцы) частично выдавливаются в скважину и удаляются в процессе бурения. В результате вертикальное горное давление на породы нефтяного пласта в районе скважины оказывается частично уменьшенным. При этом в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий. В горном деле установлено, что область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она только в несколько раз превосходит размеры горной выработки. Вместе с тем в этой области происходят существенные изменения условий залегания горных пород, которые могут быть причиной значительных изменений их фильтрационных свойств.